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INDICE DE MODULAÇÃO DA DCIDE E OS DESCONTOS TARIFÁRIOS DAS FONTES DE ENERGIA
14/9/2026
Por: Antonio Araújo da Silva
A crescente importância da formação horária do preço da energia elétrica no Brasil tornou necessário distinguir dois fenômenos que, embora relacionados à comercialização de energia, possuem naturezas distintas: de um lado, os descontos tarifários regulados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), incidentes principalmente sobre as Tarifas de Uso dos Sistemas de Transmissão e Distribuição (TUST/TUSD); de outro, o Índice de Modulação da Dcide (IMD), que representa o efeito econômico decorrente do perfil horário de geração em comparação com uma geração hipoteticamente distribuída de maneira uniforme ao longo das horas.
Desde a adoção do PLD horário, em janeiro de 2021, a hora em que a energia é produzida passou a ter impacto crescente sobre o resultado econômico dos agentes. A Dcide desenvolveu, nesse contexto, seus Índices de Modulação por fonte e submercado. O indicador compara o valor econômico da geração efetivamente realizada a cada hora, considerando o PLD horário, com o valor que seria obtido caso a mesma quantidade de energia fosse gerada em um perfil denominado flat, isto é, uniformemente distribuído pelas horas do período. O resultado é expresso em R$/MWh.
Assim, quando o IMD é positivo, a fonte apresenta um prêmio de modulação, pois sua geração tende a ocorrer em horários nos quais o PLD é relativamente mais elevado. Quando o IMD é negativo, verifica-se um desconto de modulação, porque a geração está concentrada em períodos de preços menores. O indicador igual a zero significa, em termos econômicos, que não existe prêmio ou desconto relevante em relação ao perfil flat.
É importante destacar que o IMD da Dcide não representa um desconto tarifário estabelecido pela ANEEL. O indicador é uma referência analítica de mercado. Seu cálculo utiliza, fundamentalmente, a geração horária das usinas disponibilizada pelo ONS e os valores horários do PLD divulgados pela CCEE. Atualmente, a metodologia da Dcide contempla as fontes solar, eólica e hidráulica, nos quatro submercados do Sistema Interligado Nacional — Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte.
A diferença entre os dois conceitos torna-se especialmente importante quando se analisam as chamadas fontes incentivadas. A legislação brasileira criou mecanismos de redução das tarifas de uso dos sistemas elétricos para estimular determinadas fontes de geração. A Lei nº 9.427/1996, juntamente com sua regulamentação, fundamenta a concessão de descontos na TUST/TUSD para empreendimentos enquadrados nas hipóteses legais. A ANEEL disciplina a aplicação desses benefícios, inclusive por meio da Resolução Normativa nº 1.031/2022 e das regras de comercialização correspondentes.
Na prática, os percentuais de desconto tarifário associados à energia incentivada podem variar conforme o enquadramento da usina e do contrato. A documentação regulatória da ANEEL registra, entre outros, descontos de 50%, 80% e 100%, conforme a situação específica do empreendimento e da energia comercializada. A própria base de dados da CCEE para 2026 identifica montantes de energia incentivada com descontos de 50%, 80% e 100%, além de energia convencional com desconto de 0%.
Dessa forma, pode-se estabelecer uma distinção simplificada:
Categoria| Desconto regulatório TUSD/TUST| Relação com o IMD da Dcide Energia convencional| 0%| O IMD pode gerar prêmio ou desconto econômico Energia incentivada| 50%, 80% ou 100%, conforme enquadramento| O desconto tarifário é independente do IMD Cogeração qualificada| Há hipóteses de 50%, conforme enquadramento| Pode apresentar prêmio/desconto de modulação Solar| Conforme enquadramento regulatório do empreendimento| IMD tende a ser negativo quando a geração ocorre em horas de PLD baixo Eólica| Conforme enquadramento regulatório do empreendimento| IMD pode ser positivo quando a geração coincide com preços elevados Hidráulica| Conforme enquadramento regulatório do empreendimento| IMD pode ser positivo pela capacidade de geração em horários de maior valor
Portanto, não se deve interpretar um desconto de 50%, 80% ou 100% da energia incentivada como sendo o mesmo que o desconto de modulação calculado pela Dcide. O primeiro é um benefício tarifário regulatório, relacionado à utilização da rede de transmissão e/ou distribuição; o segundo é um resultado econômico associado ao comportamento horário da geração diante do PLD.
Essa distinção é particularmente relevante no ambiente de contratação livre. Uma energia incentivada pode possuir, por exemplo, determinado percentual de desconto na TUSD/TUST e, simultaneamente, apresentar prêmio ou desconto de modulação. Os dois efeitos podem coexistir e influenciar a avaliação econômica do contrato, mas são calculados por metodologias distintas.
Os dados mais recentes divulgados pela Dcide demonstram a relevância econômica desse fenômeno. Em maio de 2026, a geração solar apresentou índices negativos em todos os submercados: -R$ 89,94/MWh no Sudeste/Centro-Oeste, -R$ 60,41/MWh no Norte, -R$ 54,87/MWh no Nordeste e -R$ 52,86/MWh no Sul. Em sentido oposto, a geração eólica apresentou índices positivos nos quatro submercados, enquanto a hidráulica também apresentou prêmios positivos.
No caso da energia solar, o fenômeno está relacionado à concentração da geração durante o período diurno, justamente quando a elevada oferta fotovoltaica pode contribuir para reduzir o preço horário da energia. Em maio de 2026, o desconto de modulação da solar no Sudeste/Centro-Oeste chegou a aproximadamente 40,9% do PLD médio daquele submercado.
A geração hidráulica apresentou comportamento oposto: no mesmo mês, o prêmio de modulação variou de R$ 14,20/MWh no Norte a R$ 34,08/MWh no Sul. A explicação econômica está relacionada à maior flexibilidade operacional das hidrelétricas, que permite maior contribuição nos períodos em que a geração solar diminui e o sistema necessita de outras fontes para atendimento da carga.
A fonte eólica também apresentou prêmio positivo em todos os submercados em maio de 2026, variando de R$ 6,24/MWh no Sul a R$ 33,80/MWh no Norte. No Nordeste, região de grande concentração da geração eólica brasileira, o prêmio foi de aproximadamente R$ 9,93/MWh, equivalente a cerca de 6% do PLD médio do submercado.
Os dados evidenciam, portanto, que a simples comparação do preço médio da energia de diferentes fontes pode ser insuficiente. Para uma avaliação econômica mais completa, é necessário considerar pelo menos quatro componentes: (1) preço da energia; (2) desconto regulatório de TUSD/TUST; (3) perfil de geração e seu efeito de modulação; e (4) localização da geração e do consumo nos diferentes submercados.
Em síntese, a regulação da ANEEL cria os mecanismos de incentivo tarifário destinados a determinadas fontes e empreendimentos, enquanto o Índice de Modulação da Dcide procura mensurar o efeito econômico do perfil horário de geração diante do PLD horário. A combinação desses fatores é fundamental para a correta avaliação de contratos de energia no mercado livre. Uma fonte pode possuir significativo benefício regulatório de TUSD/TUST e, ainda assim, sofrer perda econômica decorrente de sua modulação horária; da mesma forma, uma fonte pode apresentar menor ou nenhum benefício tarifário e obter prêmio econômico decorrente da produção em horários de preços elevados.
Por essa razão, na análise de uma operação de compra e venda de energia, o percentual de desconto regulatório não deve ser utilizado isoladamente como medida de vantagem econômica. O valor efetivo da energia depende da interação entre benefício tarifário, preço contratado, perfil de geração, PLD horário, submercado, sazonalidade, flexibilidade contratual e riscos de exposição à CCEE. O Índice de Modulação da Dcide constitui, nesse contexto, importante instrumento complementar para identificar quanto o perfil temporal da geração agrega ou subtrai valor da energia comercializada.
Referências
AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Resolução Normativa nº 1.031, de 26 de julho de 2022. Estabelece procedimentos para aplicação dos descontos nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição.
BRASIL. Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996. Institui a Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL e disciplina o regime das concessões de serviços públicos de energia elétrica.
CÂMARA DE COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA – CCEE. Dados abertos: Energia Incentivada. São Paulo: CCEE, 2026.
DCIDE. Índices de Modulação. Campinas: Dcide, jun. 2026.
DCIDE. Índices Mensais de Modulação – Análise Maio de 2026. Campinas: Dcide, 2026.
ONS – OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO. Dados de geração do Sistema Interligado Nacional. Rio de Janeiro: ONS.
Antonio Araújo da Silva Consultor da TATICCA / Tax / Corporate Finance / Advisory
O Ministério de Minas e Energia (MME) prepara mecanismos de contratação para ampliar a oferta de armazenamento e flexibilidade do sistema elétrico. Entre as alternativas estão as usinas hidrelétricas reversíveis, que podem ganhar espaço em futuros leilões de reserva de capacidade.
Saiba mais na notícia “MME trabalha para ampliar flexibilidade e mira reversíveis no LRCAP”: https://tinyurl.com/2r38n47f
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica reafirmou que os dois leilões de capacidade realizados em março ocorreram sem problemas. A entidade respondeu a um questionamento sobre uma eventual interferência relatada durante a disputa. Assim, reforça o relatório de auditoria no qual concluiu não haver indícios de violação de informações sensíveis. E ainda descarta o comprometimento de tratamento isonômico entre agentes participantes.
Continue a leitura na notícia “Relatório de auditoria nega problemas no sistema LRCAP”: https://tinyurl.com/d3jytju9
- IMPLANTAÇÃO DE 3,35 GW EM UTEs
A Secretaria Nacional de Transição Energética e Planejamento do Ministério de Minas e Energia autorizou a implantação de novas usinas termelétricas movidas à gás natural em seis estados brasileiros.. Os empreendimentos, viabilizados no LRCAP de março deste ano adicionarão 3,35 GW de capacidade instalada ao SIN.
Desastre silencioso em dia de sol, céu azul e muito calor: quem cuida?
Somos responsáveis e estamos sujeitos a um conjunto de eventos extremos ambientais distribuídos globalmente, que causam desastres em larga escala e alto número de fatalidades. Apenas no ano de 2026, vivemos desastres associados a mega enxurradas no Afeganistão em julho e no Nepal há apenas algumas semanas em agosto; chuvas fortes e deslizamentos de terra no Peru em fevereiro e na Etiópia em março; inundações no Brasil em fevereiro e nas Filipinas em agosto; vários terremotos como na Venezuela em junho e na Colômbia em agosto, assim como o supertufão Sinlako no Pacífico e o ciclone tropical Maila nas Ilhas Salomão, ambos no mês de abril.
Cada um desses eventos foi visto, registrado e divulgado como responsável por grandes tragédias visíveis a olho nu: imagens fortes de prédios tremendo, enxurradas varrendo vilas, morros deslizando, móveis flutuando e pessoas tentando fugir e sobreviver a esses eventos extremos cada vez mais frequentes e intensos.
Mas quando olhamos para o número de fatalidades, o evento extremo que mais provoca mortes por ano é o calor extremo? uma ameaça silenciosa que não pode ser vista nem fotografada, apenas sentida e relatada. De acordo com os dados oficiais, no último ano, o calor extremo causou aproximadamente 500 mil mortes no mundo. No Brasil, esse número chegou a mais de 10 mil mortes no ano.
Globalmente, os impactos gerados pelo calor extremo vão muito além da lista exaustiva de recordes de temperatura em graus Celsius. Trata-se de um conjunto de consequências graves, como o estresse térmico e o aumento de doenças respiratórias e cardíacas, que afetam desigualmente as populações: idosos com baixa capacidade de regulação térmica corpórea, bebês e crianças com seus mecanismos de autorregulação ainda em desenvolvimento, e trabalhadores rurais e da construção civil expostos ao sol e ao calor extremo. A primeira pergunta que surge é: quem cuida da família doente?
No Brasil, os impactos distribuem-se por todo o território nacional, com particularidades em cada região. No Norte e no Nordeste, o aumento anômalo das temperaturas em 2023 e 2024 e novamente agora em 2026 vem provocando incêndios florestais, déficits de chuva e secas severas de rios, causando reduções recordes nos leitos fluviais, perda de conectividade e isolamento de comunidades indígenas e ribeirinhas, agravando a saúde, a nutrição e o acesso à água. Pergunta-se: quem cuida de buscar água a distâncias cada vez maiores? Quem cuida de cozinhar os alimentos e tratar de manter todos bem nutridos?
Nos grandes centros urbanos ? sobretudo no Centro-Oeste, Sudeste e Sul ?, episódios frequentes de calor extremo causam aquecimentos de até 10°C em um único dia, consolidando as ilhas de calor urbanas. Favelas e comunidades urbanas, marcadas pela alta aglomeração populacional e pela ausência de arborização, amplificam essa intensidade e impacto sobre a população¹.
Ainda, estudos² apontam que, em todo o país, milhares de crianças e jovens estudam em escolas de educação infantil e ensino fundamental localizadas dentro de ilhas de calor, o que afeta o processo de aprendizagem e a saúde de alunos, docentes e funcionários da escola. Como medida de prevenção, governos municipais estabelecem a suspensão de aulas devido ao calor excessivo, mantendo os estudantes em casa. Surge, de novo, a pergunta: quem cuida das crianças em casa se é um dia útil de trabalho?
O El Niño é um fenômeno natural milenar, contudo, há mais de 20 anos a ciência de modelagem climática aponta que o aquecimento global antropogênico aumenta a probabilidade de o fenômeno se tornar "forte" ou "muito forte". E neste ano de 2026, a OMM (calor extremo é a maior e mais silenciosa ameaça climáticaOrganização Meteorológica Mundial) anunciou o "Super El Niño" como responsável pelo fenômeno de calor extremo mais intenso já registrado na história da climatologia. Em anos de El Niño ativo, a frequência, a duração e a intensidade das ondas de calor crescem significativamente em muitas regiões.
Ações para redução de riscos locais são conhecidas, como o reflorestamento urbano, os telhados verdes e o acompanhamento comunitário da saúde de moradores vulneráveis. Na escala global, a mitigação de longo prazo exige a transição para energias eólica e solar, o desmatamento zero, o reflorestamento massivo, a sociobioeconomia com a floresta em pé e a recusa de investimentos em produções agrícolas que utilizem o fogo.
Mas, ainda permanecendo no centro do debate, a pergunta "quem cuida?" não se limita às mudanças climáticas, à saúde pública ou à evasão escolar. Trata-se de profundas desigualdades de gênero e de raça, da exposição territorial e da vulnerabilização de povos tradicionais e de comunidades periféricas.
Segundo relatório das Nações Unidas³ de 2026, as mudanças climáticas, a degradação ambiental e os desastres intensificam a carga do trabalho de cuidado ? historicamente desproporcional e não remunerado ? que recai sobre as mulheres e meninas, abrangendo tanto suas dimensões doméstica quanto comunitária: o cuidado de crianças, de pessoas doentes e idosas, do meio ambiente, a gestão de recursos coletivos, assim como provisão de alimentos, água e energia.
Trata-se daquelas que são responsabilizadas por e assumem historicamente o papel do cuidado, em sociedades desiguais, em um planeta sob calor extremo e mudança climática.
Colaborou Gabriela Couto, pesquisadora e profissional especialista na área de gênero, desastres e mudanças climáticas. Com doutorado em Ciência do Sistema Terrestre pelo Inpe (Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais), combina pesquisa científica, análise de dados e metodologias participativas ao apoio estratégico de organizações que buscam integrar a igualdade de gênero e a inclusão social em ações de adaptação climática, gestão de riscos de desastres e planejamento de resiliência.
1. Segundo o Censo Demográfico 2022 (IBGE 2025), mais de 16,3 milhões de pessoas residem nesses núcleos urbanos vulneráveis em todo o território nacional 2. "O acesso ao verde e a resiliência climática nas escolas das capitais brasileiras", Instituto Alana e MapBiomas, nov. 2024 3. "UN Women. 2026. UN Women Climate and Environment Strategy." New York: UN Women
A Justiça Federal em Brasília negou pedido de antecipação de tutela da ABEEólica e da Absolar para o repasse da compensação integral dos cortes de geração a seus associados. A decisão proferida na última sexta-feira, 11 de setembro, reconhece a legitimidade da Aneel para regular o tema.
Saiba mais na notícia “Justiça nega compensação integral por cortes de geração de eólica e solar:
Sobre o mesmo assunto, leia mais em “Cortes de geração eólica e solar sobem 31% em agosto”: https://tinyurl.com/3kzzsvdm
- BESS EM LEILÃO DE TRANSMISSÃO
A inclusão de um sistema de armazenamento por baterias no primeiro leilão de transmissão de 2027 abre uma nova frente de contratação da tecnologia. Essa é a avaliação do segmento. O lote 5 do certame é composto por um AE conectado a uma subestação, para aumentar a confiabilidade do atendimento às localidades de Cruzeiro do Sul e Feijó no Acre.
Continue a leitura na matéria “Contratação de BESS em leilão de transmissão abre nova frente para a tecnologia”: https://tinyurl.com/3whd6hjf
- CAPITAL ESTRANGEIRO DOMINA FUSÕES E AQUISIÇÕES
Investidores internacionais concentraram 60% do valor as operações de fusões e aquisições (M&A) no setor de energia no Brasil nos últimos três anos, apesar de representarem apenas 30,7% do número de transações. Os dados são de estudo da Acorn Advisory com base em informações da TTR Data, cobrindo o período entre julho de 2023 e junho de 2026.
- LINHA DE CRÉDITO PARA PROJETOS DE ARMAZENAMENTO DE ENERGIA
O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Socia (BNDES) está estruturando condições de financiamento para projetos de sistemas de armazenamento de energia por baterias (BESS). A linha destina-se àqueles que participarão do primeiro leilão do setor, marcado para dezembro de 2026. O anúncio foi feito pelo chefe do departamento de energia do banco, Alexandre Siciliano. Ele revelou a medida durante evento sobre financiamento realizado pela consultoria CELA e IFC, em São Paulo.
Saiba mais na matéria “BNDES prepara linha de crédito para financiar projetos de armazenamento de energia”: https://tinyurl.com/y7nybm3u
- RATEIO DO ERCAP
A área técnica da Aneel detalhou a minuta de resolução normativa com as regras para definição da forma de pagamento pela contratação de potência de sistemas de baterias.
O regulamento estabelece a metodologia de rateio do Encargo de Reserva de Capacidade entre os geradores, como previsto em lei, usando parâmetros de flexibilidade por fonte.
Continue a leitura na notícia “Minuta de resolução da Aneel mantém critério de flexibilidade para rateio do Ercap”: https://tinyurl.com/4jj8jbnj
- BATERIAS
O Brasil está prestes a se tornar um dos mercados mais promissores do mundo para sistemas de armazenamento de energia em baterias. As projeções são d investimentos anuais entre R$ 5 e R$ 7 bilhões até 2035, segundo análise da McKinsey & Company.
Leia mais em “Brasil pode atrair até R$ 7 bi por ano em baterias, aponta McKinsey”: https://tinyurl.com/54hzd8z6
O setor elétrico brasileiro passará por um novo teste nos próximos meses com o El Niño de 2026–2027. Para o consumidor, a pergunta central é simples: isso vai encarecer a conta de luz?
A resposta correta é menos confortável do que um simples “sim” ou “não”. O El Niño não aumenta a tarifa diretamente, mas altera chuva, temperatura, vazões, consumo e disponibilidade das fontes de energia. O custo aparece quando essas mudanças exigem decisões mais caras para manter o sistema equilibrado e seguro.
O erro mais comum é resumir o fenômeno a uma sequência automática: mais calor, menos chuva e energia mais cara. Em um país continental como o Brasil, o mesmo El Niño pode provocar excesso de chuva no Sul, estiagem no Norte, maior uso de ar-condicionado no Sudeste e impactos diferentes sobre hidrelétricas, eólicas, solares, termelétricas e redes de transmissão.
Os episódios de 2015–2016 e 2023–2024 demonstram essa assimetria. No segundo semestre de 2015, o consumo do SIN (Sistema Interligado Nacional) cresceu 5,3% em um período de temperaturas elevadas e recordes de demanda. As afluências ficaram em 58% da média histórica no Norte e 37% no Nordeste, mas atingiram 191% no Sul e 109% no Sudeste/Centro-Oeste. Naquela ocasião, por exemplo, a boa hidrologia nas regiões com maior capacidade de armazenamento reduziu a pressão sobre os preços.
A lição é direta: o clima influencia o custo da energia, mas não determina sozinho quanto o consumidor pagará. O primeiro vetor de impacto é o despacho termelétrico. Se o calor elevar a demanda e as chuvas não sustentarem as vazões, o ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) poderá precisar acionar usinas térmicas, que são mais caras, para preservar os reservatórios e atender os horários críticos. Esse custo pode aparecer no PLD (Preço de Liquidação das Diferenças), nos encargos operacionais e, para consumidores regulados, nas bandeiras tarifárias e nas revisões tarifárias seguintes.
O segundo vetor de impacto está na rede. Tempestades, alagamentos, queimadas e ondas de calor podem danificar equipamentos, sobrecarregar transformadores e torres de transmissão, derrubar árvores sobre cabos de energia e exigir intervenções emergenciais. Mesmo quando existe energia suficiente no país, a indisponibilidade de uma linha ou subestação pode aumentar custos e piorar a qualidade do fornecimento. Energia disponível não significa, necessariamente, energia entregue.
A terceira forma de impacto está nos erros de previsão e contratação. No mercado livre, empresas podem pagar mais quando consomem acima do contratado justamente nas horas mais caras ou quando sua geração fica abaixo do esperado. No mercado regulado, erros de previsão das distribuidoras, exposição involuntária e custos adicionais de compra também podem chegar às tarifas, conforme as regras vigentes.
Há ainda os encargos. Um PLD médio baixo não garante uma conta barata. O sistema pode acumular custos com despacho por segurança, reserva de capacidade, restrições de transmissão, perdas operacionais e contingências. O consumidor não paga apenas pela energia produzida. Paga também pela estrutura necessária para que ela esteja disponível no lugar e na hora certa.
Por isso, o impacto sobre o bolso dependerá menos do nome “El Niño” e mais da combinação entre carga, vazões, reservatórios, disponibilidade térmica, geração renovável, transmissão e decisões operativas.
Cada fonte reagirá de forma diferente. Para as hidrelétricas, importa a chuva nas bacias certas e a capacidade de armazenamento. Para eólicas e solares, o efeito é local: a redução dos ventos alísios no Pacífico não significa queda automática da geração eólica no Nordeste. Na solar, menos nuvens pode elevar a irradiância, enquanto o calor reduz a eficiência dos módulos. Para termelétricas, a disponibilidade pode gerar receita adicional, mas também elevar o custo sistêmico quando o despacho se torna necessário.
A inteligência climática, portanto, não serve apenas para proteger margens de geradores e comercializadoras. Ela também pode reduzir a conta do consumidor. Previsões melhores permitem preservar água, antecipar restrições, contratar energia com maior precisão, deslocar consumo, acionar resposta da demanda e evitar parte do despacho mais caro. Além de tudo, permite preparar e mobilizar de forma mais efetiva a própria sociedade.
O El Niño de 2026–2027 não deve ser tratado como anúncio de tarifa alta ou baixa. Ele será um teste para a capacidade do setor de transformar informação em decisões que evitem custos desnecessários. No fim, a conta de luz não será definida pela temperatura do Pacífico. Será definida pela qualidade das decisões tomadas antes que os sinais climáticos se transformem em despacho caro, encargos e tarifa.
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